EA032166B1 - Wellbore drilling using dual drill strings - Google Patents
Wellbore drilling using dual drill strings Download PDFInfo
- Publication number
- EA032166B1 EA032166B1 EA201591602A EA201591602A EA032166B1 EA 032166 B1 EA032166 B1 EA 032166B1 EA 201591602 A EA201591602 A EA 201591602A EA 201591602 A EA201591602 A EA 201591602A EA 032166 B1 EA032166 B1 EA 032166B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drill string
- control device
- channel
- drilling system
- water basin
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 90
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 title abstract 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 53
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 46
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 claims description 7
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000005524 ceramic coating Methods 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 239000012777 electrically insulating material Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004811 fluoropolymer Substances 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/12—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using drilling pipes with plural fluid passages, e.g. closed circulation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/064—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers specially adapted for underwater well heads
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
- E21B33/085—Rotatable packing means, e.g. rotating blow-out preventers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/12—Underwater drilling
- E21B7/124—Underwater drilling with underwater tool drive prime mover, e.g. portable drilling rigs for use on underwater floors
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение, в общем, относится к нефтепромысловому оборудованию, и в частности к системам и способам бурения скважин в земле. Более конкретно настоящее изобретение частично относится к способам и системам морского бурения.The present invention, in General, relates to oilfield equipment, and in particular to systems and methods for drilling wells in the ground. More specifically, the present invention relates in part to offshore drilling methods and systems.
Уровень техникиState of the art
В данной области техники известны различные способы и системы бурения. В большинстве систем используется вращающееся буровое долото, которое прикреплено к бурильной колонне и перемещается в скважине при помощи указанной колонны. Бурильная колонна в свою очередь подвешена на буровой установке, размещенной над скважиной. Буровое долото может приводиться во вращение указанной бурильной колонной, а в состав компоновки низа бурильной колонны может также входить забойный двигатель, предназначенный для вращения бурового долота.Various drilling methods and systems are known in the art. Most systems use a rotating drill bit that is attached to the drill string and moves in the borehole using the drill string. The drill string, in turn, is suspended on a drilling rig located above the well. The drill bit may be driven into rotation by said drill string, and the bottom hole assembly may also include a downhole motor designed to rotate the drill bit.
Бурильная колонна, по существу, состоит из отдельных свечей бурильных труб, которые свинчиваются по мере продвижения долота вглубь земли. Буровой раствор подается насосом по бурильной колонне к буровому долоту и проходит через насадки в буровом долоте для охлаждения долота и удаления выбуренной породы. Буровой раствор может также использоваться для осуществления гидравлического привода скважинного оборудования, такого как забойный двигатель, размещенный в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) и предназначенный для вращения бурового долота. Отработанный буровой раствор и содержащаяся в нем выбуренная порода отводятся из забоя скважины по затрубному пространству между бурильной колонной и стенкой скважины.A drill string essentially consists of individual drill pipe candles that are screwed as the bit moves deeper into the ground. Drilling fluid is pumped through the drill string to the drill bit and passes through nozzles in the drill bit to cool the bit and remove cuttings. The drilling fluid can also be used to hydraulically drive downhole equipment, such as a downhole motor, located in the bottom of the drill string (BHA) and designed to rotate the drill bit. Spent drilling fluid and drill cuttings contained in it are discharged from the bottom of the well along the annulus between the drill string and the wall of the well.
В случае бурения морских скважин буровая установка расположена выше поверхности воды, обычно над скважиной. Между буровой установкой и скважиной, находящейся на морском дне, для обеспечения спуска и подъема бурильной колонны из скважины обычно предусматривается райзер. Указанный райзер также служит в качестве продолжения канала для потока жидкости в затрубном пространстве скважины, обеспечивающего возврат бурового раствора и шлама к буровой установке с целью обработки и повторного использования.In the case of offshore drilling, the rig is located above the surface of the water, usually above the well. A riser is usually provided between the rig and the borehole located on the seabed to provide for lowering and raising the drill string from the borehole. The riser also serves as a continuation of the channel for fluid flow in the annulus of the well, providing return of the drilling fluid and sludge to the rig for processing and reuse.
В разработанных в последнее время способах и системах бурения вместо распространенных однотрубных бурильных колонн используются двойные концентрические бурильные колонны. Двойная концентрическая бурильная колонна имеет внутреннюю трубу, закрепленную внутри наружной трубы, в результате чего во внутренней трубе создается внутренний проточный канал, а в кольцевом пространстве между внутренней и наружной трубами наружный проточный канал.Recently developed drilling methods and systems, instead of the common single pipe drill strings, use double concentric drill strings. The double concentric drill string has an inner pipe fixed inside the outer pipe, as a result of which an inner flow channel is created in the inner pipe, and an outer flow channel in the annular space between the inner and outer pipes.
В таких системах буровой раствор может подаваться к долоту по наружному проточному каналу, а выходящий на поверхность буровой раствор, содержащий выбуренную породу, может удаляться из скважины по внутреннему проточному каналу. На нижнем конце бурильной колонны, обычно непосредственно над КНБК, если она установлена, может быть предусмотрен один проходной канал, который обеспечивает гидравлическое соединение внутреннего проточного канала со скважиной, в результате чего отработанный буровой раствор из забоя скважины повторно поступает в бурильную колонну и возвращается к устью скважины по внутреннему проточному каналу.In such systems, drilling fluid may be supplied to the bit through an external flow channel, and the drilling fluid containing cuttings leaving the surface may be removed from the well through the internal flow channel. At the lower end of the drill string, usually directly above the BHA, if one is installed, a single passage can be provided that provides a hydraulic connection between the internal flow channel and the well, as a result of which the spent drilling fluid from the bottom of the well re-enters the drill string and returns to the mouth wells along the internal flow channel.
Двойная бурильная колонна, в общем описанная выше, содержит проточный канал для возврата бурового раствора и может обеспечивать несколько преимуществ по сравнению с буровой системой, предусматривающей применение однотрубной бурильной колонны. В некоторых случаях бурения морских скважин такая система может исключить необходимость использования бурового райзера при условии обеспечения альтернативного барьера между морской водой и затрубным пространством скважины. Обратный проточный канал обеспечивает удаление из скважины выбуренной породы. Повышение эффективности очистки скважины приводит к уменьшению времени простоев. Наконец, поскольку все затрубное пространство скважины уже не образует проточный канал для циркуляции бурового раствора, указанный раствор в затрубном пространстве скважины является, по существу, неподвижным, что может быть предпочтительным для некоторых способов регулирования давления в скважине.The double drill string, generally described above, contains a flow channel for returning the drilling fluid and can provide several advantages over a drilling system involving the use of a single pipe drill string. In some cases of offshore drilling, such a system may eliminate the need to use a riser provided that an alternative barrier is provided between seawater and the annulus of the well. The reverse flow channel ensures the removal of cuttings from the well. Improving the efficiency of well cleaning leads to reduced downtime. Finally, since the entire annulus of the well no longer forms a flow channel for circulating the drilling fluid, said fluid in the annulus of the well is substantially stationary, which may be preferable for some methods of controlling pressure in the well.
Краткое описание графических материаловA brief description of the graphic materials
Далее со ссылкой на прилагаемые графические материалы представлено более подробное описание вариантов реализации изобретения.Next, with reference to the accompanying graphic materials, a more detailed description of embodiments of the invention is presented.
Фиг. 1 иллюстрирует вид в вертикальном разрезе безрайзерной системы бурения с использованием двойной бурильной колонны в соответствии с вариантом реализации изобретения, на котором указана двойная бурильная колонна, проходящая от морской платформы до устья скважины, и блок подводного оборудования, размещенного на морском дне, а также соответствующие опорные элементы.FIG. 1 illustrates a vertical cross-sectional view of a riserless drilling system using a double drill string in accordance with an embodiment of the invention, showing a double drill string extending from the offshore platform to the wellhead and a block of subsea equipment located on the seabed, as well as corresponding support elements.
Фиг. 2 иллюстрирует структурную схему, представляющую этапы способа в соответствии с вариантом реализации изобретения, обеспечивающего выполнение дистанционной замены уплотнительного узла вращающегося устройства контроля буровой системы, проиллюстрированной на фиг. 1.FIG. 2 illustrates a structural diagram representing the steps of a method in accordance with an embodiment of the invention, providing for remote replacement of the sealing assembly of the rotary monitoring device of the drilling system illustrated in FIG. one.
- 1 032166- 1 032166
Фиг. 3 иллюстрирует вид в вертикальном разрезе вращающегося устройства контроля, проиллюстрированного на фиг. 1, с вырезом четверти узла указанного устройства для представления внутренней конструкции и деталей съемного уплотнительного узла, а также канала подачи смазки.FIG. 3 illustrates a vertical cross-sectional view of the rotary control device illustrated in FIG. 1, with a cutout of a quarter of the assembly of said device for representing the internal structure and parts of the removable sealing assembly, as well as the lubricant supply channel.
Фиг. 4 иллюстрирует вид в плане зажима вращающегося устройства контроля, проиллюстрированного на фиг. 3 и предназначенного для разъемного крепления уплотнительного узла на корпусе вращающегося устройства контроля.FIG. 4 illustrates a plan view of the jaw of the rotary control device illustrated in FIG. 3 and intended for detachable fastening of the sealing assembly on the housing of the rotating control device.
Фиг. 5 иллюстрирует вид в частичном вертикальном разрезе буровой системы 10 с двойной бурильной колонной в соответствии с вариантом реализации изобретения.FIG. 5 illustrates a partial vertical sectional view of a double drill string drilling system 10 in accordance with an embodiment of the invention.
Фиг. 6 иллюстрирует вид двойной бурильной колонны в соответствии с вариантом реализации изобретения в поперечном разрезе по линии 6-6, проиллюстрированной на фиг. 7, при рассмотрении в направлении проходного канала.FIG. 6 illustrates a cross-sectional view of a double drill string in accordance with an embodiment of the invention along the line 6-6 illustrated in FIG. 7 when viewed in the direction of the passage channel.
Фиг. 7 иллюстрирует вид в продольном разрезе проходного канала, проиллюстрированного на фиг. 6, с указанием узла клапана и исполнительного механизма, предназначенного для независимого функционирования с дистанционным управлением.FIG. 7 illustrates a longitudinal sectional view of the passage passage illustrated in FIG. 6, indicating the valve assembly and actuator designed for independent operation with remote control.
Фиг. 8 иллюстрирует вид в продольном разрезе секции двойной бурильной колонны, проиллюстрированной на фиг. 5, с указанием узла обратного клапана, размещенного во внутреннем проточном канале и находящегося в открытом положении.FIG. 8 illustrates a longitudinal sectional view of the double drill string section illustrated in FIG. 5, indicating the check valve assembly located in the internal flow channel and in the open position.
Фиг. 9 иллюстрирует вид в продольном разрезе двойной бурильной колонны и узла обратного клапана, проиллюстрированного на фиг. 8, с указанием узла обратного клапана в закрытом положении.FIG. 9 illustrates a longitudinal sectional view of a double drill string and check valve assembly illustrated in FIG. 8, indicating the check valve assembly in the closed position.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
В представленном далее описании изобретения числовые и (или) буквенные обозначения в различных примерах осуществления изобретения могут повторяться. Такое повторение используется для простоты и ясности изложения и само по себе не указывает на наличие взаимосвязи между различными вариантами реализации изобретения и (или) рассмотренными конфигурациями. Кроме того, конструкции, указывающие пространственное расположение, такие как под, ниже, нижний, над, выше, вверх по стволу, вниз по стволу, входная сторона, выходная сторона и аналогичные выражения могут использоваться в настоящем документе для упрощения описания взаимного расположения элементов, представленных на фигурах. Эти конструкции, указывающие пространственное расположение элементов, охватывают различные варианты ориентации оборудования в процессе использования или эксплуатации, дополняющие ориентацию, проиллюстрированную на фигурах.In the following description of the invention, numerical and (or) letter designations in various embodiments of the invention may be repeated. Such a repetition is used for simplicity and clarity of presentation and does not in itself indicate the existence of a relationship between the various embodiments of the invention and / or the configurations discussed. In addition, constructions indicating the spatial arrangement, such as below, below, lower, above, above, up the barrel, down the barrel, the inlet side, the outlet side and similar expressions can be used in this document to simplify the description of the relative position of the elements represented in the figures. These designs, indicating the spatial arrangement of the elements, cover various options for the orientation of the equipment during use or operation, complementing the orientation illustrated in the figures.
Фиг. 1 иллюстрирует частичный вид в вертикальном разрезе безрайзерной системы 10 бурения, предусматривающей использование двойной бурильной колонны в соответствии с вариантом реализации изобретения. Как проиллюстрировано на фиг. 1, буровая система 10 содержит буровую установку 14, которая может содержать стол 15 ротора, механизм 16 верхнего привода, подъемник 17 и другое оборудование, требуемое для бурения скважины в земле.FIG. 1 illustrates a partial vertical sectional view of a riserless drilling system 10 involving the use of a double drill string in accordance with an embodiment of the invention. As illustrated in FIG. 1, the drilling system 10 comprises a drilling rig 14, which may include a rotor table 15, an upper drive mechanism 16, a hoist 17, and other equipment required for drilling a well in the ground.
В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, буровая система 10 содержит морскую платформу 19, размещенную у поверхности водного бассейна 11. Морская платформа 19 может представлять собой, например, платформу на натянутых связях, платформу типа 8РЛК, полупогружную платформу или буровое судно. В других вариантах реализации изобретения буровая система в соответствии с настоящим изобретением может находиться на поверхности земли.In the embodiment of the invention illustrated in FIG. 1, the drilling system 10 comprises an offshore platform 19 located at the surface of the water basin 11. The offshore platform 19 may be, for example, a tensioned connection platform, an 8RLK platform, a semi-submersible platform, or a drilling vessel. In other embodiments of the invention, the drilling system in accordance with the present invention may be located on the surface of the earth.
Буровая установка 14 может быть, в общем, размещена над устьем 20 скважины, которое в случае морской структуры, проиллюстрированной на фиг. 1, расположено на дне водного бассейна 11. На буровой установке 14 подвешена двойная концентрическая бурильная колонна 12, которая проходит вниз сквозь водный бассейн 11, через канал 30, предусмотренный в устье 20 скважины, и в скважину 32, бурение которой осуществляется. Кольцевое пространство между стенкой скважины 32 и наружной стенкой двойной бурильной колонны 12 определяет затрубное пространство 34 скважины.The drilling rig 14 may generally be located above the wellhead 20, which in the case of the offshore structure illustrated in FIG. 1, is located at the bottom of the water basin 11. At the drilling rig 14, a double concentric drill string 12 is suspended, which extends downward through the water basin 11, through the channel 30 provided at the wellhead 20 and into the well 32 being drilled. The annular space between the wall of the well 32 and the outer wall of the double drill string 12 defines the annulus 34 of the well.
В идеальном случае на устье 20 скважины размещается блок 21 противовыбросовых превенторов (ПВП), который может содержать, например, плашечные ПВП 22, 24 и универсальный ПВП 26. ПВП 22, 24, 26 содержат продольный канал 23, обеспечивающий прохождение бурильной колонны 12, и оборудованы запорными устройствами, такими как срезные, глухие или трубные плашки в случае плашечных ПВП 22, 24 или эластомерные пакеры в случае универсального ПВП 26, которые предназначены для закрытия скважины 32 в случае аварийной ситуации. Коллектор 28 управления ПВП может быть размещен вблизи устья 20 скважины, например на морском дне, для резервирования системы приведения в действие блока 21 ПВП. В идеальном случае в блоке 21 ПВП предусмотрены штуцерная линия и линия глушения 27, 29 с гидроуправлением, предназначенные для регулирования давления в скважине при возникновении аварийных ситуаций.In an ideal case, a block 21 of blowout preventers (PVP) is placed at the wellhead 20, which may include, for example, ram PVP 22, 24 and universal PVP 26. PVP 22, 24, 26 comprise a longitudinal channel 23 that allows drill string 12 to pass through, and equipped with locking devices, such as shear, blind or pipe dies in the case of ram PVP 22, 24 or elastomeric packers in the case of universal PVP 26, which are designed to close the well 32 in case of emergency. The PVP control manifold 28 may be located near the wellhead 20, for example on the seabed, to reserve a drive system for the PVP unit 21. In the ideal case, in the block 21 of the PVP there is a choke line and a silencing line 27, 29 with hydraulic control, designed to control the pressure in the well in case of emergency.
Вращающееся устройство контроля (ВУК) 40, которое специалисты в данной области техники также называют вращающимся превентором, вращающимся противовыбросовым превентором или вращающимся дивертером, размещено над блоком 21 ПВП. ВУК 40 имеет корпус 41 с продольным каналом 42, проходящим сквозь корпус и обеспечивающим размещение в корпусе бурильной колонны 12. Как более подробно указано далее при рассмотрении фиг. 3, ВУК 40 содержит вращающийся уплотнительный узел 43, который может содержать, например, один или более эластомерных уплотнительных элеA rotary control device (VUK) 40, which is also referred to by experts in the art as a rotating preventer, a rotating blowout preventer, or a rotating diverter, is located above the PVP unit 21. VUK 40 has a housing 41 with a longitudinal channel 42 passing through the housing and allowing the drill string 12 to be housed in the housing. As described in more detail below with reference to FIG. 3, VUK 40 comprises a rotating sealing assembly 43, which may comprise, for example, one or more elastomeric sealing elements
- 2 032166 ментов и опорный узел. Уплотнительный узел 43 создает динамическое уплотнение между наружной стенкой бурильной колонны 12 и корпусом 41, обеспечивая, таким образом, гидравлическое разделение затрубного пространства 34 скважины и водного бассейна 11 при сохранении возможности перемещения и вращения бурильной колонны 12. ВУК 40 может быть устройством активного или пассивного типа и может также представлять собой универсальный ПВП.- 2 032166 cops and support unit. The sealing assembly 43 creates a dynamic seal between the outer wall of the drill string 12 and the housing 41, thus providing hydraulic separation of the annulus 34 of the well and the water pool 11 while maintaining the ability to move and rotate the drill string 12. WUK 40 may be an active or passive device and may also be a universal PVP.
Подводная гидравлическая силовая установка (ГСУ) 50 размещена на морском дне вблизи ВУК 40. ГСУ 50 гидравлически связана с ВУК 40 при помощи одного или более каналов 52 подачи смазки, предназначенных для селективной подачи гидравлической смазки к уплотнительному узлу 43 и (или) наружной стенке бурильной колонны 12 непосредственно над и (или) под уплотнительным элементом ВУК 40. В частности, наличие требуемой смазки может быть обеспечено посредством подачи смазочного материала на верхнюю часть или вблизи верхней части уплотнительного элемента, когда выполняется спуск бурильной колонны 12 в скважину 32 (в том числе операции бурения), и на нижнюю часть или вблизи нижней части уплотнительного элемента, когда осуществляется подъем бурильной колонны 12 из скважины 32. ГСУ 50 может представлять собой, например, замкнутую систему циркуляции или систему смазки под давлением.An underwater hydraulic power unit (GCU) 50 is located on the seabed near VUK 40. The GVU 50 is hydraulically connected to VUK 40 using one or more channels 52 of the lubricant supply, designed to selectively supply hydraulic lubricant to the sealing assembly 43 and (or) the outer wall of the drill columns 12 immediately above and / or below the sealing element VUK 40. In particular, the presence of the desired lubricant can be achieved by supplying lubricant to the upper part or near the upper part of the sealing element, which yes, the drill string 12 is lowered into the well 32 (including drilling operations), and to the lower part or near the lower part of the sealing element when the drill string 12 is lifted from the well 32. The GSU 50 may, for example, be a closed circulation system or pressure lubrication system.
В одном или более вариантов реализации изобретения морская вода, подаваемая из водного бассейна 11, может использоваться в качестве смазочного материала для охлаждения и смазки уплотнительного узла 43 ВУК. Дополнительные смазывающие свойства, если они требуются, могут быть обеспечены посредством использования альтернативной смазочной жидкости или посредством смешивания морской воды с соответствующей добавкой, такой как экологически безопасное моющее средство. Такая добавка или смазочный материал может подаваться к ГСУ 50 подающей линией 53 с поверхности водного бассейна 11 или из резервуара 54, размещенного на морском дне.In one or more embodiments of the invention, seawater supplied from the water basin 11 can be used as a lubricant for cooling and lubricating the VUK sealing assembly 43. Additional lubricating properties, if required, can be achieved by using an alternative lubricating fluid or by mixing seawater with an appropriate additive, such as an environmentally friendly detergent. Such an additive or lubricant may be supplied to the GSU 50 by a feed line 53 from the surface of the water basin 11 or from a reservoir 54 located on the seabed.
Уплотнительный элемент ВУК 40 может представлять собой расходный компонент, требующий замены во время проведения операций бурения. Соответственно уплотнительный узел 43 предпочтительно выполняется съемным с корпуса 42 и может перемещаться к поверхности водного бассейна 11 или от указанной поверхности при помощи бурильной колонны 12. Съемный зажим 44 удерживает уплотнительный узел 43 на корпусе 42 ВУК или прижимает к корпусу ВУК, противодействуя давлению жидкости в затрубном пространстве 34 скважины. Зажим 44 может содержать исполнительный механизм 45, управление которым может осуществляться дистанционно. В одном или более вариантов реализации изобретения ГСУ 50 может осуществлять селективное управление исполнительным механизмом 45 зажима 44 ВУК. Например, исполнительный механизм 45 может представлять собой гидравлическую пару цилиндр-поршень или гидравлический двигатель, а ГСУ 50 может быть гидравлически связана с исполнительным механизмом 45 при помощи гидравлического канала 55.The sealing element VUK 40 may be a consumable component that requires replacement during drilling operations. Accordingly, the sealing assembly 43 is preferably removable from the housing 42 and can be moved to the surface of the water basin 11 or from the indicated surface using the drill string 12. A removable clamp 44 holds the sealing assembly 43 on the CAC body 42 or presses it against the CAC body, counteracting the pressure of the fluid in the annulus space 34 wells. The clamp 44 may include an actuator 45, which can be controlled remotely. In one or more embodiments of the invention, the GSU 50 can selectively control the actuator 45 of the clamp 44 VUK. For example, the actuator 45 may be a hydraulic cylinder-piston pair or a hydraulic motor, and the GSU 50 may be hydraulically connected to the actuator 45 via a hydraulic channel 55.
Фиг. 2 иллюстрирует структурную схему, указывающую этапы способа 150 замены уплотнительного узла 43. Как проиллюстрировано на фиг. 1 и 2, на этапе 152 буровая установка 14 поднимает бурильную колонну 12, пока буровое долото 212 (фиг. 5), размещенное на нижнем конце бурильной колонны 12, не будет поднято над запорными устройствами, т.е. плашками и (или) кольцевым пакером блока 21 ПВП.FIG. 2 illustrates a flow diagram indicating the steps of a method 150 for replacing a sealing assembly 43. As illustrated in FIG. 1 and 2, at step 152, the drilling rig 14 raises the drill string 12 until the drill bit 212 (FIG. 5) located at the lower end of the drill string 12 is lifted above the locking devices, i.e. dies and (or) an annular packer of the block 21 of the PVP.
На нижнем конце бурильная колонна 12 может содержать компоновку 210 низа бурильной колонны (КНБК) (фиг. 5), имеющую больший наружный диаметр, чем внутренний диаметр уплотнительного узла 43. Таким образом, уплотнительный узел 43 может захватываться и перемещаться к буровой установке 14 (и обратно), размещаясь на КНБК. Однако при наличии достаточно большого наружного диаметра вместо КНБК для захвата и перемещения уплотнительного узла 43 может использоваться любой транспортирующий элемент, размещенный на бурильной колонне 12, в том числе утяжеленная бурильная труба, переводник или даже буровое долото 212 (фиг. 5).At the lower end, the drill string 12 may comprise a bottom string assembly (BHA) 210 (FIG. 5) having a larger outer diameter than the inner diameter of the seal assembly 43. Thus, the seal assembly 43 can be gripped and moved to the drilling rig 14 (and back), located at the BHA. However, if there is a sufficiently large outer diameter, instead of the BHA, any transport element located on the drill string 12, including a weighted drill pipe, a sub or even a drill bit 212 (FIG. 5) can be used to grip and move the seal assembly 43.
На этапе 154 между блоком 21 ПВП и ВУК 40 может быть предусмотрена трубчатая втулка 60, длина которой должна соответствовать длине КНБК от самого верхнего запорного устройства ПВП (например, глухих плашек) до самой нижней части уплотнительного элемента ВУК 40. Для обеспечения опоры и усиления конструкции ВУК 40 могут быть предусмотрены дополнительные опорные элементы 61, длина которых соответствует длине трубчатой втулки 60.At step 154, a tubular sleeve 60 may be provided between the PVP unit 21 and VUK 40, the length of which must correspond to the BHA length from the uppermost PVP shut-off device (for example, blind dies) to the lowermost part of the VUK 40 sealing element. To provide support and reinforce the structure VUK 40 may be provided with additional supporting elements 61, the length of which corresponds to the length of the tubular sleeve 60.
На этапе 156, когда КНБК поднята выше самого верхнего запорного устройства ПВП, но не достигла уровня самой нижней части уплотнительного узла 43, размещенного внутри трубчатой втулки 60 в соответствии с требованиями, приводится в действие блок 21 ПВП для выполнения запирания одного или более запорных устройств ПВП и соответственно гидравлического запирания скважины 32.At step 156, when the BHA is raised above the uppermost PVP shut-off device, but has not reached the level of the lowest part of the sealing assembly 43 located inside the tubular sleeve 60 in accordance with the requirements, the PVP unit 21 is actuated to lock one or more PVP shut-off devices and, accordingly, hydraulic locking of the well 32.
На этапе 158 может быть осуществлено уравновешивание перепада давления на уплотнительном узле 43. Например, можно выполнить селективный отвод жидкости из канала 42 ВУК 40 по трубопроводу 72 в уравнительную емкость 70, в которой может выполняться сбор и хранение находящейся под давлением жидкости затрубного пространства скважины. На морском дне может быть также установлен насос 74 для промывки канала 42 и трубчатой втулки 60 морской водой с целью удаления загрязнений, содержащихся в скважинной жидкости, и сбора скважинной жидкости в уравнительной емкости 70 для предотвращения загрязнения водного бассейна 11. Для упрощения уравновешивания давления, а также повышения эффективности функционирования ВУК 40 в процессе бурения для точного определенияAt 158, balancing the differential pressure across the seal assembly 43 can be performed. For example, you can selectively drain the fluid from channel 42 of the VUK 40 through pipe 72 to equalization tank 70, in which the annular pressure space of the well can be collected and stored. A pump 74 can also be installed on the seabed to flush the channel 42 and tubular sleeve 60 with sea water in order to remove impurities contained in the well fluid and collect the well fluid in surge tank 70 to prevent contamination of the water basin 11. To simplify pressure balancing, a also increase the efficiency of the functioning of VUK 40 during the drilling process to accurately determine
- 3 032166 перепада давления рекомендуется над уплотнительным узлом 43 и под указанным узлом установить датчики 76, 77 давления.- 3 032166 differential pressure is recommended above the sealing assembly 43 and to install pressure sensors 76, 77 under the specified assembly.
На этапе 160 исполнительный механизм 45 разжимает зажим 44 ВУК. ГСУ 50 может осуществлять селективное управление исполнительным механизмом 45 при помощи гидравлического канала 55, а управление ГСУ 50 может выполняться дистанционно с поверхности водного бассейна 11 при помощи канала 80 обмена данными.At step 160, the actuator 45 expands the clamp 44 VUK. GSU 50 can selectively control the actuator 45 using the hydraulic channel 55, and the control of the GSU 50 can be performed remotely from the surface of the water basin 11 using the channel 80 data exchange.
На этапе 162 осуществляется подъем буровой установкой 14 бурильной колонны 12 на поверхность водного бассейна 11. Поскольку КНБК имеет больший наружный диаметр, чем внутренний диаметр уплотнительного узла 43, то при подъеме бурильной колонны 12 уплотнительный узел 43 также поднимается на морскую платформу 19.At step 162, the drill rig 14 lifts the drill string 12 to the surface of the water basin 11. Since the BHA has a larger outer diameter than the inner diameter of the seal assembly 43, when lifting the drill string 12, the seal assembly 43 also rises to the offshore platform 19.
В альтернативном варианте если требуется полностью извлечь ВУК 40, то зажим 44 не разжимается. Вместо этого для отсоединения ВУК 40 может быть использован дистанционно управляемый аппарат (ДУА) или может быть разъединено другое дистанционно управляемое зажимное устройство, соединяющее ВУК 40 и блок 21 ПВП. Затем весь узел ВУК 40 может быть таким же образом поднят бурильной колонной 12 на морскую платформу.Alternatively, if you want to completely remove VUK 40, then the clamp 44 is not open. Instead, to disconnect the VUK 40, a remotely controlled device (DUA) can be used, or another remotely controlled clamping device connecting the VUK 40 and the PVP unit 21 can be disconnected. Then the entire node VUK 40 can be lifted in the same way by the drillstring 12 to the offshore platform.
Используемый в качестве замены уплотнительный узел 43 (или, в зависимости от ситуации, ВУК 40) может быть спущен на место возле морского дна посредством выполнения указанных выше этапов в обратной последовательности с использованием ДУА, если это необходимо, для перемещения бурильной колонны 12 в требуемое положение.The sealing assembly 43 used as a replacement (or, depending on the situation, VUK 40) can be lowered into place near the seabed by performing the above steps in reverse order using the DUA, if necessary, to move the drill string 12 to the desired position .
Как проиллюстрировано на фиг. 1, буровая система 10 может также содержать направляющую 90 бурильной колонны, размещенную на ВУК 40. Под воздействием факторов окружающей среды, связанных с приливами, волнами, ветром и течениями, морская платформа 19 может подвергаться продольному сносу, боковому сносу и рысканью. Кроме того, бурильная колонна 12 не фиксирована на участке от морской платформы 19 до дна водного бассейна 11 и аналогичным образом подвергается воздействию течения. Соответственно бурильная колонна 12 смещается в поперечном направлении относительно положения устья 20 скважины на морском дне. Направляющая 90 служит в качестве направляющего устройства для совмещения оси бурильной колонны 12 с общей осью ВУК 40, блока 21 ПВП и устья 20 скважины и, таким образом, снижает нагрузку и минимизирует износ уплотнительного узла 43. Верхняя часть направляющей 90 может иметь конусную форму с широким отверстием для упрощения совмещения направляющей 90 и бурильной колонны 12.As illustrated in FIG. 1, the drilling system 10 may also include a drill string guide 90 located on the VUK 40. Under the influence of environmental factors associated with tides, waves, wind and currents, the offshore platform 19 may undergo longitudinal drift, side drift and yaw. In addition, the drill string 12 is not fixed in the area from the offshore platform 19 to the bottom of the water basin 11 and is similarly exposed to the current. Accordingly, the drill string 12 is displaced in the transverse direction relative to the position of the wellhead 20 on the seabed. The guide 90 serves as a guide for aligning the axis of the drill string 12 with the common axis of the VUK 40, the PVP block 21 and the wellhead 20 and, thus, reduces the load and minimizes the wear of the sealing assembly 43. The upper part of the guide 90 can be conical with a wide a hole to facilitate the alignment of the guide 90 and the drill string 12.
В дополнение или в качестве альтернативы операции замены уплотнительного узла 43, указанной выше, для обеспечения операций по управлению скважиной и бурения с контролем давления (БКД) может использоваться насос 74. Например, насос 74 можно использовать для приложения регулируемого противодавления к жидкости в затрубном пространстве 34 скважины, например через канал 42 ВУК 40. Однако для регулирования давления в затрубном пространстве также могут использоваться другие источники давления, в том числе штуцерная линия 27.In addition to or as an alternative to the replacement operation of the seal assembly 43 described above, a pump 74 may be used to provide well control and pressure control drilling (BCD) operations. For example, the pump 74 can be used to apply an adjustable back pressure to the fluid in the annulus 34 wells, for example, through channel 42 of VUK 40. However, other pressure sources, including choke line 27, can also be used to control the pressure in the annulus.
Между одним или более положениями на поверхности водного бассейна 11 и одним или более компонентами группы, содержащей коллектор 28 управления ПВП, ГСУ 50 и насос 74, предусмотрен по меньшей мере один канал 80 обмена данными для контроля давления одного или более компонентов группы, содержащей блок 21 ПВП, ВУК 40 и давление в затрубном пространстве 32 соответственно.Between one or more positions on the surface of the water basin 11 and one or more components of the group containing the PVP control manifold 28, the GCU 50 and the pump 74, at least one data exchange channel 80 is provided for monitoring the pressure of one or more components of the group containing the block 21 PVP, VUK 40 and pressure in the annulus 32, respectively.
В одном или более вариантов осуществления изобретения канал 80 обмена данными может быть реализован с использованием шлангокабеля 82. Шлангокабель 82 может содержать несколько гидравлических, электрических и (или) оптоволоконных линий, например подающую линию 53, штуцерную линию и линию глушения 27, 29. В одном или более вариантов реализации изобретения (не иллюстрируемых на фигурах) шлангокабель 82 проходит от морского дна до морской платформы 19. В другом варианте реализации изобретения для исключения перепутывания шлангокабеля 82 и бурильной колонны 12 на поверхности водного бассейна 11 на определенном расстоянии от морской платформы 19 может быть предусмотрено плавучее судно или плавучее средство 84, такое как вспомогательное буровое судно.In one or more embodiments of the invention, the communication channel 80 may be implemented using a umbilical 82. Hose 82 may comprise several hydraulic, electrical, and / or fiber optic lines, for example, a feed line 53, a choke line, and a silencing line 27, 29. In one or more embodiments of the invention (not illustrated in the figures) umbilical 82 extends from the seabed to the sea platform 19. In another embodiment, to avoid confusion of umbilical 82 and drill columns 12 on the surface of the water basin 11 at a certain distance from the offshore platform 19, a floating vessel or floating means 84, such as an auxiliary drilling vessel, may be provided.
В одном или более вариантов осуществления изобретения (не иллюстрируемых на фигурах) канал 80 обмена данными может быть реализован с использованием другого метода телеметрии, например технологии, широко используемой при выполнении операций с трубопроводами, фонтанной арматурой и устьевым оборудованием. Например, канал 80 обмена данными может содержать акустический канал, обеспечивающий передачу сигнала через указанный водный бассейн 11.In one or more embodiments of the invention (not illustrated in the figures), the data exchange channel 80 may be implemented using another telemetry method, for example, technology widely used in operations with pipelines, fountain fittings, and wellhead equipment. For example, the data exchange channel 80 may include an acoustic channel for transmitting a signal through said water basin 11.
Фиг. 3 иллюстрирует частичный вид в вертикальном разрезе ВУК 40 в соответствии с настоящим изобретением. ВУК 40 используется для герметизации затрубного пространства 34 скважины (фиг. 1), которое гидравлически связано с каналом 42, образованным в корпусе 41 ВУК 40. Корпус 41 плотно прижат к наружной стенке бурильной колонны 12 в канале 42, даже когда бурильная колонна 12 вращается и перемещается в продольном направлении. Для обеспечения этого ВУК 40 содержит съемный уплотнительный узел 43, который содержит один или более упругих кольцевых уплотнительных элементов 46. При использовании нескольких уплотнительных элементов 46 уплотнительный узел 43 может содержать кожух 47. Для обеспечения вращения уплотнительных элементов 46 и кожуха 47 при вращении бурильной колонны 12 уплотнительный узел 43 содержит подшипниковый узел 48, который, в свою очеFIG. 3 illustrates a partial vertical sectional view of VUK 40 in accordance with the present invention. VUK 40 is used to seal the annular space 34 of the well (Fig. 1), which is hydraulically connected to the channel 42 formed in the housing 41 of VUK 40. The housing 41 is tightly pressed against the outer wall of the drill string 12 in the channel 42, even when the drill string 12 rotates and moves in the longitudinal direction. To ensure this, VUK 40 contains a removable sealing assembly 43, which contains one or more elastic annular sealing elements 46. When using multiple sealing elements 46, the sealing assembly 43 may include a casing 47. To ensure the rotation of the sealing elements 46 and the casing 47 during rotation of the drill string 12 the sealing assembly 43 comprises a bearing assembly 48, which, in turn,
- 4 032166 редь, может содержать внутреннее опорное кольцо 110, вращающееся внутри, и наружное опорное кольцо 112, функционирующее с использованием подшипников 114 и уплотнений 116. На внутреннее опорное кольцо опираются уплотнительные элементы 46 и кожух 47. Зажим 44 обеспечивает крепление (с возможностью разъединения) наружного опорного кольца 112 и, следовательно, всего уплотнительного узла 43 (с уплотнительными элементами 46, кожухом 47 и подшипниковым узлом 48) на корпусе 41.- 4 032166, may contain an inner support ring 110 that rotates internally and an outer support ring 112, which operates using bearings 114 and seals 116. The sealing elements 46 and the casing 47 are supported on the inner support ring. The clamp 44 provides for fastening (with the possibility of separation ) of the outer support ring 112 and, consequently, of the entire sealing assembly 43 (with sealing members 46, a housing 47 and a bearing assembly 48) on the housing 41.
ВУК 40 может содержать один или более каналов 120 подачи смазки, предназначенных для подачи на подшипники 114 и поверхность (поверхности) соприкосновения уплотнительного элемента 46 и бурильной колонны 12 смазочного материала 57. Каналы 120 подачи смазки в корпусе 41 гидравлически связаны с ГСУ 50 (фиг. 1) при помощи трубопроводов 52 подачи смазки. В одном или более вариантов реализации изобретения внутри корпуса 41 первый канал 120а подачи смазки гидравлически связан с зоной 123 подшипников, размещенной между внутренним и наружным опорными кольцами 110, 112 и между верхним и нижним уплотнениями 116а, 116Ь, для подачи смазки на подшипники 114. Канал 120а подачи смазки может содержать коллектор 122, который вращается совместно с внутренним опорным кольцом 110 и обеспечивает гидравлическое соединение с зоной 123 подшипников через одно или более отверстий, предусмотренных во внутреннем опорном кольце 110. Смазочный материал 57 подается к наружной стенке бурильной колонны 12 между верхним и нижним уплотнительными элементами 46а, 46Ь через коллектор 122. Коллектор 122 может также проходить до верхней части верхнего уплотнительного элемента 46а для осуществления селективной подачи смазочного материала 57 на данный участок во время перемещения вниз бурильной колонны 12. Коллектор 122 может содержать штуцеры или аналогичные элементы для подачи смазочного материала 57 к поверхности соприкосновения уплотнительного элемента 46 и бурильной колонны 12. Второй канал 120Ь подачи смазки может быть предусмотрен в корпусе 41 для селективной подачи смазочного материала 57 к нижней части нижнего уплотнительного элемента 46Ь во время перемещения вверх бурильной колонны 12. Хотя в настоящем документе рассмотрены конкретные примеры реализации каналов 120 подачи смазки, для специалиста в данной области техники очевидно, что в конкретном ВУК могут использоваться различные варианты каналов подачи смазки, в том числе каналы подачи смазки, имеющие линии, выполненные с возможностью селективного перекрытия, для осуществления селективной смазки.VUK 40 may contain one or more lubricant supply channels 120 for supplying bearings 114 and the contact surface (surfaces) of the sealing element 46 and drill string 12 of lubricant 57. The lubricant supply channels 120 in the housing 41 are hydraulically connected to the GSU 50 (FIG. 1) using pipelines 52 lubricant supply. In one or more embodiments of the invention within the housing 41, the first lubricant supply channel 120a is hydraulically connected to a bearing area 123 located between the inner and outer support rings 110, 112 and between the upper and lower seals 116a, 116b to supply lubricant to the bearings 114. The channel The lubricant supply 120a may include a manifold 122 that rotates together with the inner support ring 110 and provides a fluid connection to the bearing area 123 through one or more holes provided in the inner support ring 110. Lubricant 57 is supplied to the outer wall of the drill string 12 between the upper and lower sealing elements 46a, 46b through the manifold 122. The manifold 122 may also extend to the top of the upper sealing element 46a to selectively supply lubricant 57 to this area during movement down the drill string 12. The manifold 122 may contain fittings or similar elements for supplying lubricant 57 to the contact surface of the sealing element 46 and the drill string 12. W A swarm lubricant supply channel 120b may be provided in the housing 41 for selectively supplying lubricant 57 to the bottom of the lower sealing member 46b while moving up the drill string 12. Although specific examples of the implementation of the lubricant supply channels 120 are described herein, one skilled in the art it is obvious that in a particular VUK various variants of lubricant supply channels can be used, including lubricant supply channels having lines configured to selectively overlap For selective lubrication.
Фиг. 4 иллюстрирует вид в плане зажима 44 ВУК 40 в соответствии с настоящим изобретением. Зажим 44 может содержать первую и вторую зажимные скобы 130а, 130Ь. В иллюстрируемом варианте реализации изобретения зажимные скобы 130а, 130Ь имеют дугообразную форму и могут перемещаться между зажатым положением (указанным пунктирной линией), в котором они смещены друг к другу или иным образом примыкают друг к другу, и разжатым положением (указанным сплошной линией), в котором указанные скобы разведены на расстояние, достаточное для прохождения между ними наружного опорного кольца 112. Однако в других вариантах реализации изобретения (не показаны) зажимные скобы могут иметь другую форму и (или) могут поворачиваться или отклоняться с целью обеспечения зазора, требуемого для извлечения наружного опорного кольца 112 из корпуса 41 ВУК (фиг. 3). Кроме того, в соответствии с необходимостью может быть предусмотрено любое количество зажимных скоб (в том числе одна скоба).FIG. 4 illustrates a plan view of the jaw 44 of the HOS 40 in accordance with the present invention. The clamp 44 may comprise a first and a second clamping bracket 130a, 130b. In the illustrated embodiment, the clamping brackets 130a, 130b have an arcuate shape and can move between the clamped position (indicated by the dashed line), in which they are offset to each other or otherwise adjacent to each other, and the expanded position (indicated by the solid line), wherein said brackets are spaced apart enough to allow the outer support ring 112 to pass between them. However, in other embodiments of the invention (not shown), the clamping brackets may have a different shape and / or may rotate ivatsya or deflected to provide clearance required for the extraction of outer support ring 112 of housing 41 DCCH (FIG. 3). In addition, as needed, any number of clamps (including one bracket) can be provided.
В рассмотренном варианте реализации изобретения зажим 44 содержит первый и второй исполнительные механизмы 45а, 45Ь, подключенные таким образом, чтобы обеспечить селективное перемещение зажимных скоб 130а, 130Ь. Каждый исполнительный механизм 45 может содержать гидравлический двигатель 132, вращающий ходовой винт 134. Каждый ходовой винт имеет сегменты 135а, 135Ь с противоположной резьбой, на которые навинчены зажимные скобы 130а, 130Ь. Каждый исполнительный механизм может содержать кронштейн 136 для крепления двигателя 132 и ходового винта 134. Исполнительный механизм 45 может быть гидравлически связан гидравлическими каналами 55 с ГСУ 50 (фиг. 1). В других вариантах реализации изобретения может быть предусмотрено любое количество исполнительных механизмов 45 (в том числе один исполнительный механизм), и исполнительные механизмы 45 могут содержать пару цилиндр-поршень или другие требуемые компоненты.In the considered embodiment of the invention, the clamp 44 contains the first and second actuators 45a, 45b, connected in such a way as to provide selective movement of the clamping brackets 130a, 130b. Each actuator 45 may include a hydraulic motor 132, a rotating lead screw 134. Each lead screw has opposite thread segments 135a, 135b onto which clamping brackets 130a, 130b are screwed. Each actuator may include a bracket 136 for mounting the engine 132 and the lead screw 134. The actuator 45 may be hydraulically connected by hydraulic channels 55 to the GSU 50 (Fig. 1). In other embodiments, any number of actuators 45 (including one actuator) may be provided, and actuators 45 may comprise a cylinder-piston pair or other required components.
Фиг. 5 иллюстрирует вид в частичном вертикальном разрезе буровой системы 10' с двойной бурильной колонной в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Как и в случае буровой системы 10, проиллюстрированной на фиг. 1, буровая система 10', проиллюстрированная на фиг. 5, содержит буровую установку 14, которая может быть размещена на земле или в море. Буровая установка 14 может быть расположена над устьем 20 скважины и может содержать стол 15 ротора, механизм 16 верхнего привода, подъемник 17 и другое оборудование, требуемое для бурения скважины в земле. Возле устья 20 скважины могут быть также предусмотрены противовыбросовые превенторы (отдельно не показаны) и соответствующее оборудование. На буровой установке 14 подвешена двойная бурильная колонна 12, проходящая через ВУК 40 и устье 20 скважины в скважину 32.FIG. 5 illustrates a partial vertical sectional view of a double drill string drilling system 10 ′ in accordance with one or more embodiments of the invention. As with the drilling system 10 illustrated in FIG. 1, the drilling system 10 ′ illustrated in FIG. 5, comprises a drilling rig 14, which may be located on land or at sea. The drilling rig 14 may be located above the wellhead 20 and may include a rotor table 15, an upper drive mechanism 16, a hoist 17, and other equipment required for drilling a well in the ground. Near the wellhead 20, blowout preventers (not shown separately) and associated equipment may also be provided. At the drilling rig 14, a double drill string 12 is suspended, passing through the VUK 40 and the wellhead 20 into the well 32.
Двойная бурильная колонна 12 содержит внутреннюю трубу 202, размещенную внутри наружной трубы 204. Внутренняя труба 202 и наружная труба 204 могут быть эксцентрическими или концентрическими. Пространство между внутренней трубой 202 и наружной трубой 204 образует кольцевой наружный проточный канал 208, а внутренняя труба 202 образует внутренний проточный канал 206. Зазор между наружной стенкой бурильной колонны 12 и внутренней стенкой скважины 23 образует затрубноеThe double drill string 12 comprises an inner pipe 202 located inside the outer pipe 204. The inner pipe 202 and the outer pipe 204 may be eccentric or concentric. The space between the inner pipe 202 and the outer pipe 204 forms an annular outer flow channel 208, and the inner pipe 202 forms an inner flow channel 206. The gap between the outer wall of the drill string 12 and the inner wall of the bore 23 forms an annular
- 5 032166 пространство 34 скважины.- 5 032166 space 34 wells.
На нижнем конце бурильной колонны 12 может быть предусмотрена КНБК 210 и вращающееся буровое долото 212. КНБК 210 может содержать забойный двигатель 214, центратор 216 и различное другое оборудование 218, предназначенное, например, для получения данных каротажа и измерений, данных ориентации, телеметрической информации и т.д. Буровой раствор 220 может закачиваться из резервуара 222 одним или более насосами 224 подачи бурового раствора по каналу 226 к верхнему концу бурильной колонны 12, выступающему из устья 20 скважины. Далее буровой раствор 220 проходит по наружному проточному каналу 208 бурильной колонны 12, по КНБК 210 и выходит из насадок во вращающемся буровом долоте 212.At the lower end of the drill string 12, a BHA 210 and a rotating drill bit 212 may be provided. The BHA 210 may include a downhole motor 214, a centralizer 216 and various other equipment 218, for example, for obtaining logging and measurement data, orientation data, telemetry information, and etc. Drilling fluid 220 may be pumped from reservoir 222 by one or more drilling fluid supply pumps 224 through channel 226 to the upper end of drill string 12 protruding from the wellhead 20. Next, the drilling fluid 220 passes through the outer flow channel 208 of the drill string 12, along the BHA 210 and leaves the nozzles in a rotating drill bit 212.
Нижний проходной канал 250, размещенный вблизи нижнего конца бурильной колонны 12, обеспечивает гидравлическое соединение затрубного пространства 34 с внутренним проточным каналом 206 во время нормального режима выполнения операций бурения. В забое 31 скважины 32 буровой раствор 220 может смешиваться с выбуренной породой, а также другими скважинными жидкостями и шламом. Смесь бурового раствора и шлама далее проходит вверх по затрубному пространству 34 скважины, по КНБК 210 и во внутренний проточный канал 206 через нижний проходной канал 250. Далее смесь продолжает продвигаться вверх по внутреннему проточному каналу 206 бурильной колонны 12. Жидкость может возвращаться в резервуар 222 по каналу 228, а для удаления выбуренной породы и других скважинных загрязнений перед возвратом бурового раствора 220 в резервуар 222 могут быть предусмотрены различные сетчатые компоненты, фильтры и (или) центрифуги (отдельно не показаны).The lower passage channel 250, located near the lower end of the drill string 12, provides a hydraulic connection of the annulus 34 with the internal flow channel 206 during normal drilling operations. At the bottom 31 of the well 32, the drilling fluid 220 may be mixed with the cuttings, as well as other well fluids and cuttings. The mixture of drilling fluid and sludge then passes up the annulus 34 of the well, along the BHA 210 and into the internal flow channel 206 through the lower passage channel 250. Further, the mixture continues to move upward along the internal flow channel 206 of the drill string 12. Fluid can return to the reservoir 222 via channel 228, and to remove drill cuttings and other borehole contaminants before returning the drilling fluid 220 to the reservoir 222 may be provided with various mesh components, filters and (or) centrifuges (not shown separately s).
При выполнении конкретной операции регулирования давления в скважине верхний сегмент затрубного пространства 34 скважины может быть заполнен через ВУК 40 жидкостью для управления давлением в скважине, например жидкостью, имеющей высокую плотность, с целью изменения плотности жидкости в затрубном пространстве 34. Ранее находившаяся в затрубном пространстве жидкость, которую заменяет введенная жидкость с высокой плотностью, может быть вытеснена из затрубного пространства 34 через проходной канал 250 и внутренний проточный канал 206. В альтернативном варианте выполнения операции регулирования давления в скважине в результате изменения направления движения жидкости по внутреннему проточному каналу 206 на противоположное жидкость с высокой плотностью может быть подана вниз по внутренней трубе 202 в затрубное пространство 34 скважины через проходной канал 250, расположенный вблизи нижнего конца бурильной колонны 12, для заполнения затрубного пространства. Вытесненная скважинная жидкость может быть возвращена через ВУК 40. Соответственно двойная бурильная колонна 12 может подниматься или спускаться в скважине 32 во время заполнения затрубного пространства 34 через нижний проходной канал 250 с целью обеспечения заполнения затрубного пространства 34 по всей длине скважины.When performing a specific operation of regulating the pressure in the well, the upper segment of the annular space 34 of the well can be filled through VUK 40 with liquid to control pressure in the well, for example, a liquid having a high density, in order to change the density of the fluid in the annulus 34. The fluid previously in the annulus , which replaces the introduced liquid with a high density, can be forced out of the annulus 34 through the passage channel 250 and the internal flow channel 206. In the alter An active embodiment of the operation of regulating the pressure in the well as a result of a change in the direction of fluid movement through the internal flow channel 206 to the opposite high-density fluid can be fed down the internal pipe 202 into the annular space 34 of the well through the passage channel 250 located near the lower end of the drill string 12 , to fill the annulus. The displaced borehole fluid may be returned through the VUK 40. Accordingly, the double drill string 12 may rise or lower in the borehole 32 while filling the annulus 34 through the lower passageway 250 to ensure that the annulus 34 is filled along the entire length of the borehole.
Однако в соответствии с одним из вариантов реализации изобретения кроме нижнего проходного канала 250 через различные интервалы по длине двойной бурильной колонны 12 предусматривается один или более промежуточных проходных каналов 252. Проходные каналы 250, 252 могут независимо, дистанционно и предпочтительно периодически открываться и закрываться с использованием одного или более известных способов. Соответственно каждый проходной канал 250, 252 содержит узел клапана с исполнительным механизмом для управления клапаном, которое может осуществляться дистанционно и независимо. Узел клапана может содержать запорный элемент, такой как, например, задвижка, заслонка, шар, диск или гильза, который поворачивается, перемещается или вращается между открытым и закрытым положениями. Исполнительный механизм выполняет позиционирование запорного элемента между открытым и закрытым положениями, а управление может осуществляться, например, при помощи гидроимпульсной телеметрии, меток радиочастотной идентификации (КБШ), сброса шаров или с использованием внутренней и наружной электропроводящих труб 202, 204 двойной колонны 12 в качестве элементов шины обмена данными. Привод исполнительного механизма может осуществляться, например, от гидравлической системы посредством воздействия перепада давления бурового раствора или от электрической системы с питанием от батареи аккумуляторов, посредством генерирования электроэнергии турбиной, которая приводится во вращение потоком бурового раствора, или с использованием двойной колонны 12 как пары электрических проводников. Кроме того, в соответствии с требованиями для дистанционного управления и подачи питания к проходным каналам 250, 252 могут использоваться другие конструкции.However, in accordance with one embodiment of the invention, in addition to the lower passage channel 250, at various intervals along the length of the double drill string 12, one or more intermediate passage channels 252 are provided. The passage channels 250, 252 can independently, remotely and preferably periodically open and close using one or more known methods. Accordingly, each passage channel 250, 252 comprises a valve assembly with an actuator for controlling the valve, which can be carried out remotely and independently. The valve assembly may comprise a shutter member, such as, for example, a valve, shutter, ball, disc or sleeve that pivots, moves or rotates between open and closed positions. The actuator performs the positioning of the locking element between the open and closed positions, and control can be carried out, for example, by means of hydraulic pulse telemetry, radio frequency identification tags (CSC), dropping balls, or using internal and external conductive pipes 202, 204 of double column 12 as elements data exchange buses. The actuator can be driven, for example, from a hydraulic system through the action of a differential pressure of the drilling fluid or from an electrical system powered by a battery of accumulators, by generating electricity by a turbine driven by the flow of the drilling fluid, or using a double column 12 as a pair of electrical conductors . In addition, in accordance with the requirements for remote control and power supply to the passage channels 250, 252 can be used in other designs.
Следовательно, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 5, весь объем жидкости, содержащейся в затрубном пространстве 34 скважины, может быть заменен без спуска или подъема бурильной колонны 12 или необходимости закачки жидкости с высокой плотностью до верха скважины 32. Например, проходной канал 250 может быть открытым, а проходные каналы 252а, 252Ь могут быть закрытыми. Жидкость с высокой плотностью может подаваться насосом по внутреннему проточному каналу 206 для заполнения затрубного пространства от проходного канала 250 до проходного канала 252а, причем ранее находившаяся в затрубном пространстве жидкость с меньшей плотностью выходит в верхней части скважины 32 через ВУК 40. Далее проходной канал 250 закрывается, а проходной канал 252а открывается. Подача жидкости насосом продолжается через внутренний проточный канал 206 и проходной канал 252а для заполнения затрубного пространства 34 жидкостью с высокой плотTherefore, in the embodiment of the invention illustrated in FIG. 5, the entire volume of fluid contained in the annulus 34 of the well can be replaced without lowering or raising the drill string 12 or the need to pump high density fluid to the top of the well 32. For example, the passage channel 250 may be open and the passage channels 252a, 252b may be closed. A liquid with a high density can be pumped through the internal flow channel 206 to fill the annulus from the passage 250 to the passage 252a, and the liquid with a lower density previously in the annulus exits in the upper part of the well 32 through VUK 40. Next, the passage 250 closes , and the passage channel 252a opens. The fluid supply by the pump continues through the internal flow channel 206 and the passage channel 252a to fill the annular space 34 with high-density liquid
- 6 032166 ностью до достижения проходного канала 252Ь и, таким образом, осуществляется движение вверх по скважине 32.- 6 032166 until the passage channel 252b is reached, and thus, upward movement along the well 32 is carried out.
В соответствии с одним или более вариантов реализации изобретения двойная бурильная колонна 12 может содержать один или более обратных клапанов 260, размещенных во внутренней трубе 202 через определенные интервалы по длине бурильной колонны 12. Обратные клапаны 260 могут быть ориентированы таким образом, чтобы препятствовать движению потока вниз и соответственно предотвращать осаждение тяжелого шлама и частиц грунта, взвешенных в буровом растворе 220, содержащемся во внутреннем проточном канале 206, по всей длине указанного канала до нижней части бурильной колонны 12 в течение продолжительных интервалов отсутствия циркуляции. В некоторых вариантах реализации изобретения могут использоваться простые механические клапаны, а в других вариантах реализации изобретения, например при выполнении операций регулирования давления, описанных выше, обратные клапаны 260 могут дистанционно переводиться в открытое положение для обеспечения прохождения жидкости вниз по внутреннему проточному каналу 206. В последних вариантах реализации изобретения управление и подача питания на обратные клапаны 260 может выполняться таким же образом, как описано выше при рассмотрении проходных каналов 250, 252. Для обратных клапанов 260 могут быть предусмотрены патрубки или выполненные другим способом небольшие проточные каналы (не показаны) для обеспечения гидравлической связи и возможности прохождения ограниченного потока жидкости между забоем 31 скважины 32 и верхом бурильной колонны 12.In accordance with one or more embodiments of the invention, the double drill string 12 may comprise one or more check valves 260 located in the inner pipe 202 at predetermined intervals along the length of the drill string 12. The check valves 260 may be oriented so as to prevent downward flow and, accordingly, to prevent the deposition of heavy sludge and soil particles suspended in the drilling fluid 220 contained in the internal flow channel 206, along the entire length of the specified channel to the bottom ti drillstring 12 for longer intervals to lack of circulation. In some embodiments of the invention, simple mechanical valves may be used, and in other embodiments of the invention, for example, when performing the pressure control operations described above, the check valves 260 can be remotely opened to allow fluid to flow downward through the internal flow channel 206. In the latter embodiments of the invention, the control and supply of power to the check valves 260 can be performed in the same manner as described above when considering the passage GOVERNMENTAL channels 250, 252. For the check valves 260 may be provided for branch pipes or other means made small flow channels (not shown) to provide fluid communication and allow passage of restricted fluid flow between slaughter 31 wells 32 and the top of the drill string 12.
Фиг. 6 иллюстрирует вид двойной бурильной колонны 12 в соответствии с вариантом реализации изобретения в поперечном разрезе при рассмотрении в направлении проходного канала 250, 252. Фиг. 7 иллюстрирует вид в продольном разрезе проходного канала 250, 252, проиллюстрированного на фиг. 6. Как проиллюстрировано на фиг. 6 и 7, проходной канал 250, 252 может содержать цилиндрический корпус 300, размещенный в наружном проточном канале 208 двойной бурильной колонны 12 и герметизирующую структуру с уплотнениями 302, 304, прижатыми к наружной стенке внутренней трубы 204 и внутренней стенке наружной трубы 204 соответственно.FIG. 6 illustrates a cross-sectional view of a double drill string 12 in accordance with an embodiment of the invention when viewed in the direction of the bore 250, 252. FIG. 7 illustrates a longitudinal sectional view of the passage channel 250, 252 illustrated in FIG. 6. As illustrated in FIG. 6 and 7, the passage channel 250, 252 may include a cylindrical body 300 located in the outer flow channel 208 of the double drill string 12 and a sealing structure with seals 302, 304 pressed against the outer wall of the inner pipe 204 and the inner wall of the outer pipe 204, respectively.
Одно или более отверстий 310, проходящих в продольном направлении сквозь корпус 300, обеспечивают гидравлическое соединение наружного проточного канала 208 над корпусом 300 и под указанным корпусом. Одно или более отверстий 320, выполненных в поперечном направлении сквозь корпус 300, внутреннюю трубу 202 и наружную трубу 204, обеспечивают селективное гидравлическое соединение внутреннего проточного канала 206 с затрубным пространством 34 скважины. Корпус 300 может быть прикреплен к внутренней и наружной трубам 202, 204 с целью сохранения совмещенного состояния в процессе вращения.One or more holes 310 extending in the longitudinal direction through the housing 300, provide a hydraulic connection of the external flow channel 208 above the housing 300 and under the specified housing. One or more openings 320 made in the transverse direction through the housing 300, the inner pipe 202 and the outer pipe 204, provide selective hydraulic connection of the internal flow channel 206 with the annular space 34 of the well. The housing 300 may be attached to the inner and outer pipes 202, 204 in order to maintain a combined state during rotation.
В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 6 и 7, предусмотрен узел клапана, содержащий заслонки 330, которые поворачиваются между открытым положением (показанным сплошной линией) и закрытым положением (показанным пунктирной линией) для селективного запирания отверстия 320. Однако узел клапана может содержать любой приемлемый запорный элемент, такой как, например, задвижка, заслонка, шар, диск или гильза, которая поворачивается, перемещается или вращается между открытым и закрытым положениями. Позиционирование заслонок 330 осуществляется электрическими исполнительными механизмами 334, такими как электромагнитные катушки. Однако может использоваться любой приемлемый исполнительный механизм, в том числе электрический, механический, гидравлический, пневматический или аналогичные механизмы.In the embodiment of the invention illustrated in FIG. 6 and 7, there is provided a valve assembly comprising shutters 330 that rotate between an open position (shown by a solid line) and a closed position (shown by a dashed line) to selectively lock the hole 320. However, the valve assembly may comprise any suitable locking element, such as, for example , valve, choke, ball, disc or sleeve that pivots, moves or rotates between open and closed positions. The positioning of the shutter 330 is carried out by electrical actuators 334, such as electromagnetic coils. However, any suitable actuator may be used, including electrical, mechanical, hydraulic, pneumatic, or similar mechanisms.
В некоторых вариантах реализации изобретения электроэнергия и сигналы управления с использованием индивидуальных адресов устройств могут подаваться на исполнительные механизмы 300 по внутренней трубе 202 и наружной трубе 204 бурильной колонны 12. Исполнительные механизмы 300 могут быть электрически соединены с внутренней и наружной трубами 202, 204 проводниками 336. Внутренняя труба 202 может быть проводником, находящимся под напряжением, а наружная труба 204 может быть заземлена, поскольку наружная труба 204, по-видимому, электрически соединена с заземленной буровой установкой 14 (фиг. 5). Наружная стенка внутренней трубы 202 и (или) внутренняя стенка наружной трубы 204 могут быть покрыты электроизолирующим материалом (не показан) для предотвращения короткого замыкания внутренней трубы 202 через буровую жидкость или другие точки контакта на наружную трубу 204. Примеры диэлектрических (изолирующих) материалов охватывают полиимид, политетрафторэтилен или другие фторполимеры, найлон и керамические покрытия. Корпус 300 аналогичным образом может быть изготовлен из керамического материала или металлического сплава с диэлектрическим (изолирующим) покрытием. Керамика имеет высокую эрозионную стойкость к присутствующему в потоке песку, шламу, отходам и другим твердым частицам. Однако в соответствии с необходимостью могут использоваться другие формы осуществления обмена данными и подачи питания на исполнительные механизмы 300, в том числе гидроимпульсная телеметрия, метки радиочастотной идентификации (КЕШ), сброс шаров и аналогичные способы.In some embodiments of the invention, electric power and control signals using individual device addresses may be provided to actuators 300 via inner pipe 202 and outer pipe 204 of drill string 12. Actuators 300 may be electrically connected to inner and outer pipes 202, 204 by conductors 336. The inner tube 202 may be a live conductor, and the outer tube 204 may be grounded, since the outer tube 204 is apparently electrically connected to earth rig 14 (Fig. 5). The outer wall of the inner pipe 202 and / or the inner wall of the outer pipe 204 may be coated with an electrically insulating material (not shown) to prevent a short circuit of the inner pipe 202 through drilling fluid or other contact points to the outer pipe 204. Examples of dielectric (insulating) materials encompass polyimide , polytetrafluoroethylene or other fluoropolymers, nylon and ceramic coatings. The housing 300 can likewise be made of a ceramic material or a metal alloy with a dielectric (insulating) coating. Ceramics have high erosion resistance to sand, sludge, waste and other solid particles present in the stream. However, in accordance with the need, other forms of data exchange and power supply to actuators 300 may be used, including hydro pulse telemetry, radio frequency identification tags (CES), dropping balls and similar methods.
Фиг. 8 и 9 иллюстрируют виды в продольном разрезе обратного клапана 260 в соответствии с настоящим изобретением, проиллюстрированного на фиг. 5. Обратный клапан 260 может содержать корпус 370, размещенный во внутренней трубе 202 и герметизированный с использованием уплотнений 372. Поворотная заслонка 374 обеспечивает протекание потока в направлении вверх, как проиллюстрированоFIG. 8 and 9 illustrate a longitudinal sectional view of a check valve 260 in accordance with the present invention illustrated in FIG. 5. The non-return valve 260 may include a housing 370 located in the inner pipe 202 and sealed using seals 372. The rotary damper 374 allows the flow to flow upward, as illustrated
- 7 032166 на фиг. 8, и препятствует протеканию потока вниз, как проиллюстрировано на фиг. 9. Заслонка может быть переведена в закрытое положение, проиллюстрированное на фиг. 9, тороидальной пружиной 376, навитой вокруг поворотного штифта 378. Поток жидкости, имеющий достаточное давление, преодолеет усилие запирания пружины 376. В другом варианте реализации изобретения обратный клапан 260 может содержать исполнительный механизм, например, аналогичный механизму, рассмотренному при описании проходных каналов 250, 255, предназначенный для обеспечения селективного дистанционного управления обратным клапаном 260.- 7 032166 in FIG. 8, and prevents flow downward, as illustrated in FIG. 9. The damper can be moved to the closed position illustrated in FIG. 9, a toroidal spring 376 wound around a pivot pin 378. A fluid flow having sufficient pressure will overcome the force of locking the spring 376. In another embodiment, the check valve 260 may include an actuator, for example, similar to the mechanism described in the description of passage channels 250, 255, designed to provide selective remote control of the non-return valve 260.
Таким образом, в настоящем документе были описаны буровые системы и способы бурения скважин. Варианты реализации буровой системы могут содержать буровую установку; двойную концентрическую бурильную колонну, подвешенную на буровой установке и проходящую в скважину, причем двойная концентрическая бурильная колонна содержит внутреннюю трубу, размещенную в наружной трубе, причем на определенном участке между внутренней стенкой скважины и наружной стенкой колонны образуется затрубное пространство; первый клапан, размещенный в указанной колонне и обеспечивающий селективное гидравлическое соединение внутреннего пространства внутренней трубы с указанным затрубным пространством; второй клапан, размещенный в указанной колонне и обеспечивающий селективное гидравлическое соединение внутреннего пространства внутренней трубы с указанным затрубным пространством, причем приведение в действие указанного первого и второго клапанов может осуществляться независимо и дистанционно. Варианты реализации морской буровой системы могут содержать устье скважины, размещенное на дне водного бассейна, причем устье скважины образует канал; вращающееся устройство контроля, имеющее корпус, установленный над устьем скважины, причем указанный корпус содержит канал, гидравлически связанный с каналом, образованным устьем скважины; морскую платформу, размещенную над поверхностью водного бассейна; двойную концентрическую бурильную колонну, подвешенную на указанной платформе и проходящую через канал указанного вращающегося устройства контроля и канал устья скважины, причем между устьем скважины и колонной образуется затрубное пространство, причем вращающееся устройство управления содержит уплотнительный элемент, обеспечивающий динамическое уплотнение наружной стенки колонны для гидравлического разделения указанного затрубного пространства и водного бассейна, причем наружная стенка колонны над вращающимся устройством контроля соприкасается с водным бассейном; гидравлическую силовую установку, размещенную вблизи морского дна и связанную с вращающимся устройством контроля с целью подачи смазочного материала к указанному уплотнительному элементу; источник жидкости под давлением, который селективно осуществляет гидравлическое соединение с указанным затрубным пространством; по меньшей мере один канал обмена данными, функционирующий между некоторым положением на поверхности водного бассейна и по меньшей мере одним из компонентов группы, содержащей гидравлическую силовую установку и источник жидкости под давлением. Варианты реализации способа бурения скважины могут включать предоставление противовыбросового превентора на дне водного бассейна; предоставление вращающегося устройства контроля, установленного над указанным противовыбросовым превентором, причем указанное вращающееся устройство контроля содержит корпус и съемный уплотнительный узел, характеризующийся внутренним диаметром; предоставление бурильной колонны, проходящей от поверхности водного бассейна через вращающееся устройство контроля и противовыбросовый превентор в скважину, причем на нижнем конце бурильной колонны размещено буровое долото, причем на бурильной колонне установлен транспортирующий элемент, характеризующийся наружным диаметром, превышающим внутренний диаметр уплотнительного узла; подъем бурильной колонны до достижения положения, в котором буровое долото расположено выше противовыбросового превентора, а транспортирующий элемент находится ниже уплотнительного узла; затем перевод запорного устройства противовыбросового превентора в закрытое положение для гидравлического запирания скважины; уравновешивание давления на уплотнительном узле; дистанционное отсоединение уплотнительного узла от корпуса, а затем подъем бурильной колонны на поверхность, причем уплотнительный узел перемещается на указанном транспортирующем элементе.Thus, drilling systems and methods for drilling wells have been described herein. Embodiments of a drilling system may include a drilling rig; a double concentric drill string suspended on the drilling rig and extending into the well, the double concentric drill string containing an inner pipe located in the outer pipe, and an annular space is formed in a certain section between the inner wall of the well and the outer wall of the column; a first valve located in the specified column and providing selective hydraulic connection of the inner space of the inner pipe with the specified annular space; a second valve located in the specified column and providing selective hydraulic connection of the inner space of the inner pipe with the specified annulus, and the actuation of the specified first and second valves can be carried out independently and remotely. Embodiments of an offshore drilling system may include a wellhead located at the bottom of the water basin, the wellhead forming a channel; a rotating control device having a housing mounted above the wellhead, said housing comprising a channel hydraulically connected to a channel formed by the wellhead; offshore platform located above the surface of the water basin; a double concentric drill string suspended on the specified platform and passing through the channel of the indicated rotating control device and the channel of the wellhead, and an annular space is formed between the wellhead and the column, the rotating control device comprising a sealing element providing dynamic sealing of the outer wall of the column for hydraulic separation of the specified annular space and water basin, and the outer wall of the column above the rotating device con Rola contact with the water basin; a hydraulic power plant located near the seabed and connected with a rotating control device to supply lubricant to the specified sealing element; a source of liquid under pressure, which selectively carries out hydraulic connection with the specified annulus; at least one data exchange channel functioning between a certain position on the surface of the water basin and at least one of the components of the group comprising a hydraulic power unit and a source of liquid under pressure. Embodiments of a method for drilling a well may include providing a blowout preventer at the bottom of the water basin; the provision of a rotating control device mounted above said blowout preventer, wherein said rotating control device comprises a housing and a removable sealing assembly having an inner diameter; providing a drill string extending from the surface of the water basin through a rotating control device and a blowout preventer into the well, a drill bit being placed at the lower end of the drill string, and a conveyor element having an outer diameter exceeding the inner diameter of the seal assembly is installed on the drill string; raising the drill string to a position where the drill bit is located above the blowout preventer and the conveying element is below the sealing assembly; then translating the blowout preventer shut-off device into the closed position for hydraulically locking the well; balancing the pressure on the sealing assembly; remotely disconnecting the sealing assembly from the body, and then raising the drill string to the surface, the sealing assembly being moved on the specified conveying element.
Любой из указанных выше вариантов реализации изобретения может содержать любой из указанных далее элементов или иметь любые из указанных далее характеристик как отдельно, так и в комбинации друг с другом: компоновка низа бурильной колонны, размещенная на нижнем конце указанной колонны; противовыбросовый превентор, установленный над устьем скважины и ниже вращающегося устройства контроля, причем указанный противовыбросовый превентор содержит сквозной канал, гидравлически связанный с каналами устья скважины и вращающегося устройства контроля, причем противовыбросовый превентор содержит запорное устройство, предназначенное для селективного разделения канала устья скважины и канала вращающегося устройства контроля; зажим, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля для селективного крепления уплотнительного элемента на корпусе вращающегося устройства контроля; трубчатая втулка, установленная над противовыбросовым превентором и под вращающимся устройством контроля, причем длина указанной втулки в продольном направлении является достаточной для размещения в ней компоновки низа бурильной колонны между запорным устройством противовыбросового превентора и уплотнительным элементом вращающегося устройства контроля; гидравлическая силовая установка, предназначенная для приведения указанногоAny of the above embodiments of the invention may contain any of the following elements or have any of the following characteristics, either separately or in combination with each other: the bottom of the drill string layout located on the lower end of the specified string; a blowout preventer installed above the wellhead and below the rotary control device, said blowout preventer comprising a through channel hydraulically connected to the channels of the wellhead and the rotating control device, the blowout preventer comprising a shut-off device for selectively separating the wellhead channel and the channel of the rotating device control; a clamp provided in the kit of the rotating control device for selectively securing the sealing element to the housing of the rotating control device; a tubular sleeve mounted above the blowout preventer and under the rotating control device, wherein the length of said sleeve in the longitudinal direction is sufficient to accommodate the bottom of the drill string assembly between the blowout preventer locking device and the sealing element of the rotating control device; hydraulic power unit designed to bring specified
- 8 032166 зажима в действие, причем дистанционное управление зажимом осуществляется из некоторого положения на поверхности водного бассейна; направляющая, установленная на вращающемся устройстве контроля, причем верхняя часть направляющей имеет конусообразную форму; источник жидкости под давлением, содержащий насос, размещенный на морском дне, для которого предусмотрено селективное гидравлическое соединение с затрубным пространством, причем дистанционное управление насосом осуществляется из некоторого положения на поверхности водного бассейна, причем источник жидкости под давлением содержит штуцерную линию, проходящую между определенной точкой на поверхности водного бассейна и морским дном, причем указанная штуцерная линия селективно гидравлически соединяется с затрубным пространством, причем штуцерная линия соединена с противовыбросовым превентором, установленным на устье скважины под вращающимся устройством контроля; канал подачи смазки, предусмотренный во вращающемся устройстве контроля и гидравлически связанный с зоной наружной стенки колонны, где расположен уплотнительный элемент, или зоной вблизи уплотнительного элемента, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение канала подачи смазки с гидравлической силовой установкой; гидравлическая силовая установка, предназначенная для подачи определенного объема воды из водного бассейна по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны; резервуар, размещенный на морском дне и содержащий определенный объем смазочного материала, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение указанного резервуара с гидравлической силовой установкой, причем гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема смазочного материала по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны; линия подачи смазки, проходящая между определенной точкой на поверхности водного бассейна и морским дном, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение линии подачи смазки с гидравлической силовой установкой, причем гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема смазочного материала из линии подачи смазки по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны; емкость, размещенная на морском дне, для которой предусмотрено селективное гидравлическое соединение с указанным каналом вращающегося устройства контроля с целью передачи жидкости между каналом вращающегося устройства контроля и емкостью, причем указанное некоторое положение на поверхности водного бассейна находится на морской платформе; плавучее судно, находящееся на поверхности водного бассейна, причем некоторое положение на поверхности водного бассейна находится на плавучем судне; шлангокабель, проходящий от плавучего судна по меньшей мере к одному из компонентов группы, содержащей гидравлическую силовую установку и источник жидкости под давлением, причем указанный по меньшей мере один канал обмена данными предусмотрен в указанном шлангокабеле; противовыбросовый превентор, установленный на устье скважины под вращающимся устройством контроля; штуцерная линия и линия глушения, проходящие от плавучего судна к противовыбросовому превентору, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение штуцерной линии и линии глушения с противовыбросовым превентором; первый датчик давления, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля и предназначенный для измерения давления в первой точке над уплотнительным элементом; второй датчик давления, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля и предназначенный для измерения давления во второй точке под уплотнительным элементом, причем первый и второй датчики давления соединены по меньшей мере с одним каналом обмена данными для осуществления обмена данными с указанным положением на поверхности водного бассейна; по меньшей мере один канал обмена данными, функционирующий между первым и вторым клапанами и буровой установкой и предназначенный для независимого дистанционного приведения в действие первого и второго клапанов с буровой установки; по меньшей мере один канал обмена данными, функционирующий между первым и вторым клапанами и буровой установкой и предназначенный для независимого дистанционного приведения в действие первого и второго клапанов с буровой установки; множество обратных клапанов, размещенных во внутренней трубе во множестве точек вдоль колонны и предназначенных для предотвращения прохождения потока вниз во внутренней трубе; предоставление трубчатой втулки между противовыбросовым превентором и вращающимся устройством контроля; размещение транспортирующего элемента в трубчатой втулке, причем указанный транспортирующий элемент представляет собой компоновку низа бурильной колонны.- 8 032166 clamps in action, and the remote control clamp is carried out from a certain position on the surface of the water basin; a guide mounted on a rotating control device, the upper part of the guide being conical in shape; a pressurized fluid source containing a pump located on the seabed for which a selective hydraulic connection with the annulus is provided, the pump being remotely controlled from a certain position on the surface of the water basin, the pressurized fluid source comprising a choke line extending between a certain point on the surface of the water basin and the seabed, and the indicated choke line selectively hydraulically connects to the annulus, the choke line is connected to a blowout preventer installed at the wellhead under a rotating control device; a lubricant supply channel provided in the rotary control device and hydraulically connected to the zone of the outer wall of the column where the sealing element is located, or to a zone close to the sealing element, and a selective hydraulic connection of the lubricant supply channel to the hydraulic power unit is provided; a hydraulic power unit designed to supply a certain amount of water from the water basin through the lubricant supply channel to the outer wall of the column; a reservoir located on the seabed and containing a certain volume of lubricant, and a selective hydraulic connection of the specified reservoir with a hydraulic power unit is provided, the hydraulic power unit is designed to supply a certain amount of lubricant through the lubricant supply channel to the outer wall of the column; a lubricant supply line extending between a certain point on the surface of the water basin and the seabed, wherein a selective hydraulic connection of the lubricant supply line to a hydraulic power unit is provided, and the hydraulic power unit is designed to supply a certain amount of lubricant from the lubricant supply line through the lubricant supply channel to the external the wall of the column; a tank located on the seabed, for which a selective hydraulic connection is provided with the specified channel of the rotating control device in order to transfer fluid between the channel of the rotating control device and the tank, with a specified position on the surface of the water basin located on the sea platform; a floating vessel located on the surface of the water basin, with a certain position on the surface of the water basin being on the floating vessel; a umbilical extending from a floating vessel to at least one of the components of a group comprising a hydraulic power unit and a pressurized fluid source, said at least one communication channel being provided in said umbilical; blowout preventer installed at the wellhead under a rotating control device; a choke line and a silencing line extending from a floating vessel to a blowout preventer, wherein a selective hydraulic connection of the choke line and a kill line with a blowout preventer is provided; a first pressure sensor provided in the kit of the rotary monitoring device and designed to measure pressure at a first point above the sealing element; a second pressure sensor provided in the set of the rotary monitoring device and designed to measure pressure at a second point under the sealing element, the first and second pressure sensors being connected to at least one data exchange channel for exchanging data with a specified position on the surface of the water basin; at least one communication channel functioning between the first and second valves and the drilling rig and designed for independent remote actuation of the first and second valves from the drilling rig; at least one communication channel functioning between the first and second valves and the drilling rig and designed for independent remote actuation of the first and second valves from the drilling rig; a plurality of check valves located in the inner tube at a plurality of points along the column and designed to prevent the flow from flowing downward in the inner tube; providing a tubular sleeve between a blowout preventer and a rotating control device; the placement of the conveying element in the tubular sleeve, and the specified conveying element is a layout of the bottom of the drill string.
Реферат изобретения представлен исключительно для предоставления патентному ведомству и широкому кругу заинтересованных лиц возможности быстрого ознакомления с сущностью и содержанием изобретения и охватывает только один или более вариантов реализации изобретения.The abstract of the invention is presented solely to provide the patent office and a wide range of interested parties with the opportunity to quickly get acquainted with the essence and content of the invention and covers only one or more embodiments of the invention.
Хотя было представлено подробное описание различных вариантов реализации, настоящее изобретение не ограничивается рассмотренными примерами. Для специалистов в данной области техники очевидно, что возможно внесение изменений и дополнений в указанные выше варианты. Такие изменения и дополнения находятся в пределах сущности и объема изобретения.Although a detailed description of various embodiments has been provided, the present invention is not limited to the examples considered. For specialists in the art it is obvious that it is possible to make changes and additions to the above options. Such changes and additions are within the essence and scope of the invention.
Claims (20)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361820059P | 2013-05-06 | 2013-05-06 | |
| PCT/US2014/036985 WO2014182709A1 (en) | 2013-05-06 | 2014-05-06 | Wellbore drilling using dual drill string |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201591602A1 EA201591602A1 (en) | 2016-02-29 |
| EA032166B1 true EA032166B1 (en) | 2019-04-30 |
Family
ID=51867691
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201591602A EA032166B1 (en) | 2013-05-06 | 2014-05-06 | Wellbore drilling using dual drill strings |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9702210B2 (en) |
| EP (1) | EP2994604B1 (en) |
| CN (1) | CN105209713A (en) |
| AP (1) | AP2015008821A0 (en) |
| AU (1) | AU2014262876A1 (en) |
| BR (1) | BR112015024880B1 (en) |
| CA (1) | CA2908704A1 (en) |
| DK (1) | DK2994604T3 (en) |
| EA (1) | EA032166B1 (en) |
| MX (2) | MX370937B (en) |
| WO (1) | WO2014182709A1 (en) |
| ZA (1) | ZA201505989B (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751026C1 (en) * | 2020-10-21 | 2021-07-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Elevator pipe column for downhole electric centrifugal pump |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014060722A2 (en) | 2012-10-16 | 2014-04-24 | Petrowell Limited | Flow control assembly |
| US9851260B2 (en) * | 2013-07-24 | 2017-12-26 | Tlv Co., Ltd. | Sensor fixture |
| CN108026764B (en) * | 2015-07-06 | 2021-07-02 | 马士基钻探股份公司 | Blowout preventer control system and method for controlling a blowout preventer |
| US10087736B1 (en) * | 2017-10-30 | 2018-10-02 | Saudi Arabian Oil Company | Multilateral well drilled with underbalanced coiled tubing and stimulated with exothermic reactants |
| US11814939B2 (en) | 2019-10-25 | 2023-11-14 | Cameron International Corporation | System and method for valve greasing in a well tree |
| US11118421B2 (en) * | 2020-01-14 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Borehole sealing device |
| CN111691834B (en) * | 2020-06-12 | 2021-08-31 | 广州海洋地质调查局 | Emergency hanging tubular column system and method for deepwater marine riser |
| CN111852363B (en) * | 2020-08-27 | 2022-03-01 | 孟庆华 | Flow self-adjusting drilling process efficiency improving device and positive circulation drilling equipment |
| CN112878946B (en) * | 2021-01-27 | 2023-06-23 | 中国海洋石油集团有限公司 | Underwater blowout preventer system for well killing of deepwater relief well and well killing method |
| BR102021005383A2 (en) * | 2021-03-22 | 2022-09-27 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | MARITIME DRILLING WITH REVERSE FLUID CIRCULATION WITHOUT USING A DRILLING RISER |
| CN113404481B (en) * | 2021-05-27 | 2024-06-25 | 中国海洋石油集团有限公司 | Wellbore flow control method based on double-layer continuous pipe double-gradient drilling system |
| AU2023233902A1 (en) * | 2022-03-13 | 2024-08-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Riser-less managed pressure operations |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080060846A1 (en) * | 2005-10-20 | 2008-03-13 | Gary Belcher | Annulus pressure control drilling systems and methods |
| US20080078558A1 (en) * | 2006-09-28 | 2008-04-03 | Oil States Energy Services, Inc. | Subsurface lubricator and method of use |
| US20090236144A1 (en) * | 2006-02-09 | 2009-09-24 | Todd Richard J | Managed pressure and/or temperature drilling system and method |
| US20110300008A1 (en) * | 2010-06-04 | 2011-12-08 | Fielder Lance I | Compact cable suspended pumping system for lubricator deployment |
| US8261826B2 (en) * | 2010-04-27 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3259198A (en) * | 1963-05-28 | 1966-07-05 | Shell Oil Co | Method and apparatus for drilling underwater wells |
| US7185718B2 (en) * | 1996-02-01 | 2007-03-06 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
| US7270185B2 (en) * | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
| US7150324B2 (en) | 2002-10-04 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for riserless drilling |
| NO325291B1 (en) * | 2004-03-08 | 2008-03-17 | Reelwell As | Method and apparatus for establishing an underground well. |
| CA2867387C (en) * | 2006-11-07 | 2016-01-05 | Charles R. Orbell | Method of drilling with a string sealed in a riser and injecting fluid into a return line |
| JP5193639B2 (en) | 2008-03-19 | 2013-05-08 | 株式会社東芝 | Micromachine device and method of manufacturing micromachine device |
| NO333210B1 (en) * | 2008-10-01 | 2013-04-08 | Reelwell As | Downhole Valve assembly |
| US9359853B2 (en) * | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
| IES20090407A2 (en) * | 2009-05-26 | 2009-10-28 | Espen Alhaug | Method and system for transferring signals through a drill pipe system |
| MX2012000805A (en) * | 2009-07-23 | 2012-02-28 | Bp Corp North America Inc | Offshore drilling system. |
| US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
-
2014
- 2014-05-06 DK DK14795061T patent/DK2994604T3/en active
- 2014-05-06 WO PCT/US2014/036985 patent/WO2014182709A1/en active Application Filing
- 2014-05-06 US US14/426,884 patent/US9702210B2/en active Active
- 2014-05-06 MX MX2015013619A patent/MX370937B/en active IP Right Grant
- 2014-05-06 CN CN201480017935.9A patent/CN105209713A/en active Pending
- 2014-05-06 EP EP14795061.2A patent/EP2994604B1/en active Active
- 2014-05-06 AU AU2014262876A patent/AU2014262876A1/en not_active Abandoned
- 2014-05-06 CA CA2908704A patent/CA2908704A1/en not_active Abandoned
- 2014-05-06 EA EA201591602A patent/EA032166B1/en not_active IP Right Cessation
- 2014-05-06 AP AP2015008821A patent/AP2015008821A0/en unknown
- 2014-05-06 BR BR112015024880-2A patent/BR112015024880B1/en not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-08-19 ZA ZA2015/05989A patent/ZA201505989B/en unknown
- 2015-09-24 MX MX2019005745A patent/MX2019005745A/en unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080060846A1 (en) * | 2005-10-20 | 2008-03-13 | Gary Belcher | Annulus pressure control drilling systems and methods |
| US20090236144A1 (en) * | 2006-02-09 | 2009-09-24 | Todd Richard J | Managed pressure and/or temperature drilling system and method |
| US20080078558A1 (en) * | 2006-09-28 | 2008-04-03 | Oil States Energy Services, Inc. | Subsurface lubricator and method of use |
| US8261826B2 (en) * | 2010-04-27 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
| US20110300008A1 (en) * | 2010-06-04 | 2011-12-08 | Fielder Lance I | Compact cable suspended pumping system for lubricator deployment |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751026C1 (en) * | 2020-10-21 | 2021-07-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Elevator pipe column for downhole electric centrifugal pump |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AP2015008821A0 (en) | 2015-10-31 |
| EP2994604A1 (en) | 2016-03-16 |
| US9702210B2 (en) | 2017-07-11 |
| CA2908704A1 (en) | 2014-11-13 |
| BR112015024880A2 (en) | 2017-07-18 |
| BR112015024880B1 (en) | 2021-11-30 |
| EP2994604A4 (en) | 2016-12-14 |
| WO2014182709A1 (en) | 2014-11-13 |
| US20160047187A1 (en) | 2016-02-18 |
| MX2015013619A (en) | 2016-02-25 |
| EA201591602A1 (en) | 2016-02-29 |
| AU2014262876A1 (en) | 2015-08-20 |
| MX370937B (en) | 2020-01-10 |
| MX2019005745A (en) | 2019-08-12 |
| DK2994604T3 (en) | 2019-10-28 |
| ZA201505989B (en) | 2016-05-25 |
| CN105209713A (en) | 2015-12-30 |
| EP2994604B1 (en) | 2019-09-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA032166B1 (en) | Wellbore drilling using dual drill strings | |
| US10329860B2 (en) | Managed pressure drilling system having well control mode | |
| US20200378197A1 (en) | Heave compensation system for assembling a drill string | |
| US10012044B2 (en) | Annular isolation device for managed pressure drilling | |
| AU764993B2 (en) | Internal riser rotating control head | |
| US7237623B2 (en) | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser | |
| EP2150680B1 (en) | Rotating control device docking station | |
| CN111819338A (en) | Plug and play connection system for a controlled pressure drilling system below a tension ring | |
| US20060180312A1 (en) | Displacement annular swivel | |
| RU2624841C1 (en) | Underwater drilling module for drilling oil and gas wells | |
| US11060367B2 (en) | Rotating choke assembly | |
| OA17494A (en) | Wellbore drilling using dual drill string. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |